罩式炉机组设备工作总结（★）

第一篇：罩式炉机组设备工作总结

罩式炉机组设备工作总结

一、概述

罩式炉机组是冷轧厂的咽喉部位，机组设备运行的好坏直接影响着机组生产和后序机组的生产。目前，罩式炉机组一、二、三期炉台设备以分别投产运行了5、3、1年，在这过程中，设备不同程度暴露出各种问题，对机组的正常生产影响很大，尤其是一、二期炉台设备。一期设备在九八年开始严重劣化，当时主要表现在内罩变形、加热罩炉衬脱落严重、加热罩烧嘴故障等方面。在此之间，我们还是做了大量工作，并经过努力基本保证了设备的运行和机组的生产，但由于罩式炉设备的特殊性（备件在线量大）和生产的特殊性，在备件和检修方面就一直欠帐，积累下来就导致了罩式炉目前设备劣化严重，运行状况差的局面。现将近阶段罩式炉设备工作总结如下：

二、设备状况分析

（一）加热罩

1、故障情况 1）、烧嘴故障：该故障是导致加热罩升温缓慢的主要原因，具体表现在烧嘴火焰弱、不能点火、套筒损坏和烧嘴损坏。原因为空气量和煤气量不足或配比不当，造成火焰弱和燃烧不完全；煤气电磁阀关不严，烧嘴有煤气泄漏，火焰监视器损坏，造成火焰监视器有信号或不能探测而不能点火；煤气空气压力不足，造成火焰长期在套筒和烧嘴内燃烧，导致局部温度过高而损坏。2）、煤气电磁阀故障：主要表现为电磁阀关不严、堵塞、打不开。原因为电磁阀动作频繁（在加热罩保温时），环境温度较高，煤气质量差（含杂质多）等。3）、空气热风管损坏：由于加热罩炉衬的局限，烧嘴区炉衬易产生松动，而导致热风管高温烧坏，并且很难进行修理。4）、密封环损坏：由于加热罩密封环为软性材料，在内罩余水清除不净的情况下，会造成密封环因不断侵水、加热的过程而损坏。从而漏火损坏其它设备。

2、处理情况 1）、结合加热罩密封环的特点和三起加热罩密封环的结构，在机动科的大力支持下，今年7、8、9月分别对一、二期共18个加热罩进行了密封环改造，目前以全部改造完，使用效果良好，加热罩低部漏火的状况得到了极大的改善。2）、根据加热罩的劣化情况，以对加热罩烧嘴状况的统计为依据，分别对1#8#14#15#等9个加热罩的炉衬、热风管、烧嘴进行了全面检修，更换了损坏的烧嘴和热风管、炉衬。使得这些劣化严重的加热罩设备状况有了很大改善，保障了机组的正常运转。但由于主要材料备件热风管和烧嘴的消耗量和费用太大太高，且供货周期长，现场已无料可修。目前已停修近两月。3）、在对煤气电磁阀国产化失败的情况下，我们加强了对电磁阀的清洗和调整。并将到货的备件成批进行更换，便于使用跟踪。经过努力在一个阶段内加热罩的状况改善不少，但因备件的供应未跟上，目前，加热罩煤气电磁阀状况又下降许多，导致多个加热罩的加热升温非常缓慢，加热延时多，严重制约了机组生产。4）、对烧嘴故障进行了统计，并检测了烧嘴的空气煤气情况，对损坏严重的烧嘴进行了更换，对烧嘴堵塞的进行了疏通，更换并补充了烧嘴套筒，基本满足了生产需要。但因热风管、煤气电磁阀、烧嘴的相互影响，烧嘴状况并没有得到彻底改善。

5）加热罩通讯故障检查。针对二、三期加热罩出现的通讯故障问题，我们对加热罩进行了检查及采取了一些相应的措施：（1）二、三期加热罩通讯电缆全部进行了更换。（2）加热罩通讯插头进行了检查紧固。

（3）过对频繁出现故障的加热罩进行了跟踪检查，如22#加热罩，ET200M控制箱下方的底板漏火情况严重，由于检修进度未跟上及时处理，导致ET200M控制箱经过了近一个月的高温辐射，对箱内的控制、通讯模板造成一定影响。现该罩漏火情况已处理。目前加热罩的检查工作已完成。但加热罩通讯模块IM153目前已无备件，并缺8块（12#～18#冷却罩无通讯模块共7块），现14#加热罩因缺通讯模块停用。

（二）冷却罩

1、由于冷却罩本身结构较简单，设备也较少，因此出现的故障不多，主要就是冷却风机风筒问题。因投产使用多年来，基本未对冷却风机进行过处理，只进行了少部分备件更换，再加上冷却罩喷淋时高温水蒸汽对风机的腐蚀影响，因而造成大批风机风筒穿孔变形，影响使用和机组生产。

2、三期冷却罩电机，从2000年7月投产至今年1月，4个冷却罩已经有6台电机烧损，平均每个月烧损一台。在生产过程中，因风机烧损，而换罩或待罩，严重影响生产。针对这一情况，我们对冷却罩的控制过程进行分析，发现是由于冷却罩电机的保护开关没有起到保护作用造成的。内罩热辐射冷却之后，设置冷却罩。

安装在ET200箱内的235F3和235F5是电机的保护开关，它们各保护一台电机。它的保护原理是：当电源的三相电流不平衡、电流超过保护开关的设定值时，开关跳闸，主触点短开，切断风机电源，同时辅触点闭合，将跳闸信号送给PLC。PLC接收到保护开关的跳闸信号后，报警显示，当操作人员发现报警后，通知维护人员到现场确认和处理。但是，三期的冷却罩电机的保护开关，实际上是一种热继电器，（型号是：3RU1126-4AB1）当风机电流过负荷时，主触点发热使辅触点闭合，送给PLC一个报警信号，而主触点却没有断开；PLC接收到报警信号后，仅仅报警显示，并没有切断启动MCC的输出信号，这样就使风机在故障状态下继续运行，而没有使风机得到保护。经常是维护人员知道故障情况赶到现场时，风机已经烧损。由于罩式炉的工作情况特殊，冷却罩在各个炉台上循环使用。一方面，如果操作人员没有将动力连接插头插好，就会造成风机缺相运行。另一方面，当冷却罩刚扣到炉台上时，内罩的温度很高，如果风机在短时间内没有运行，风机的外壳受到内罩高温辐射的影响，将会变形，常使风机卡阻。所以，风机的保护开关就非常重要。三期冷却罩电机的保护开关采用热继电器，不能断开电机电源，PLC又没有停止电机运行的保护程序，是不符合控制要求的。

解决措施：根据电机的控制原理图分析但根据现场的实际情况考虑。将冷却罩ET200箱内的两个热继电器改为二期一样空气开关型号，让空气开关的主触点切断风机电源，辅助点产生报警信号送给PLC，从改造后使用三个月来没有再烧损过电机。

3、针对冷却风机备件费用高，且供货周期长的特点，现已经将风筒进行了国产化，并更换了材质（不锈钢），目前备件已开始供应，保证了设备的运行。备件情况：7月申报4件，交货期为9月份，目前交货2件。

9月申报4件，交货期为12月份。

（三）、炉台

1、故障情况 1）、冷却水报警：是指炉台冷却水在水流量不足的情况下所产生的安全措施，造成的原因多种多样，主要为炉台冷却水系统堵塞和流量开关假信号，而系统堵塞又是主要原因。分别可能在过滤器、快速接头、内罩、管道等部位发生堵塞现象。造成堵塞的原因又与水质和法兰结垢（水垢）有关。2）、紧急吹扫：这是保证炉台安全生产的一个必须的安全防范措施，是为了杜绝当炉台发生泄漏时不会引起爆炸。但是，目前机组此故障次数较多，且因紧急吹扫后炉台进行充氮，导致退火周期延长，大大影响了机组生产，是仅次于加热延时的故障。其产生的原因主要为炉台液压夹紧缸松动（夹不紧）、电控通讯故障、阀站掉电、内罩损坏（开裂）、密封圈老化损坏等。3）、液压缸故障：液压缸的故障也是多种多样的，主要有液压缸不动作、旋转不到位、压不紧、内泄、外泄等。系统压力不足回导致液压缸不动作和转不到位，及压不紧。高温环境对液压缸密封的损坏会造成液压缸泄漏。4）、炉内压力不回零：该故障发生在退火开始阶段，会导致退火程序不能继续执行。产生的原因基本为氮氢管道因焦油沉积而堵塞，排气不畅。另一个为内罩设置时，信号锁定时间缩短，导致氮氢管道上气动阀开启时间短所致。5)、阀站：从去年三期炉台建成投产自今，不到一年时间，阀站ET200箱内183A2（I/O模块）上的两个输出点（控制氢气伺服阀开和关）以及相邻的几个输出点经常被烧损。到目前为止，已有二十多块模块被烧损。平均每个炉台烧损3块模块，相当于每个炉台每三个月就烧损一个模块。由于模块烧损较多，备件到货时间教长，三期炉台中曾经有几个炉台长时间无法自动调节，被迫改为手动调节。由于手动调节滞后时间较长，调节误差较大，常因氢气流量大，没有及时调节，引起紧急吹扫。严重影响生产。阀站对氢气伺服阀的调节过程进行观察，发现氢气伺服阀在调节过程中，主要是开（关）输出点在输出或关断这一瞬间，在中间继电器内有时会产生强烈的电弧花，严重时，阀站的输出信号还会瞬间关断，我们把中间继电器拔下来检查，发现有的继电器内的接点被烧损，于是我们对氢气伺服阀的控制线路进行分析，认为控制线路不合理。氢气伺服阀的控制线路的电气增加两个中间继电器，从2001年4月11日到4月19日，我们利用装出炉的间隙时间，分别对31#—39#炉台进行改造。改造后我们对它的调节过程（吹氢段）进行跟踪观察，再也没有出现输出信号瞬间中断的现象；我们还在吹氢段多次大幅度修改氢气流量的设定值，观察它的调节过程和调节误差，发现调节过程良好，调节误差符合生产工艺要求。在未改造之前，九座炉台平均每个月都有1—2块模块被烧损，从改造至今已有一个月时间，没有出现模块被烧损的情况。

2、解决措施 1）、针对冷却水报警的增多，我们制定了每半月清洗水过滤器和流量开关探头的制度，并加强对故障的检查确认。还针对高温时需停炉处理快速接头的弊端，对内罩回水管进行改造，增加一个截止阀，便于在高温状态下对接头进行清洗，目前已基本改造完。2）、针对炉台紧急吹扫的严重性，首先加强了管理，专门制订了炉台紧急吹扫后的手动换氢制度，要求生产设备三方共同对炉台的泄漏情况进行确认签字，然后再进行手动换氢，以确保生产安全。同时加强了对内罩的检查更换，液压缸的处理，以及炉台通讯设施的日常维护。3）、对氮氢管道在今年4、5月也进行了改造，在39个阀站的氮氢排放管道上增加焦油排放阀和管道清洗阀，并相应制定了焦油排放制度和检查监督制度。要求每班每两天进行一次排放。降低了炉台压力不回零的次数。但这只是对炉台氮氢支管的处理，而排放总管因生产条件不允许和从安全考虑，一直未能进行改造。4）、液压缸也是在线量较大，虽进行了国产化，可效果不理想，国产液压缸的使用寿命较短，不能很好的满足需要。还开展了液压缸的修复工作，但由于密封没过关，故修复的质量较差，且时间也得不到保障，现已基本上没有什么修复件。所以只有加强管理，从统计每个炉台液压缸的状况入手，优先处理情况最糟糕的液压缸，用有限的备件，保证设备的运行。同时在今年5、6月份还对液压缸压紧头进行了改良，用不锈钢螺栓代替了以前的螺栓，避免了锈死，方便了调整。

（四）、内罩

内罩是在高温状态下加热，又进入水冷却状态的设备，对材质要求很高。这样冷热交替使用，极易产生疲劳，对内罩的寿命是有很大影响的。经过各方面努力，内罩备件的本地化已完成，并能很好的满足生产需要。但由于机组内罩的使用寿命基本已到，遂出现大批量的变形，需要报废或修复。就目前来看，修复件的日益减少和报废件的增多，且新备件供货不能及时，其矛盾正越来越突出。经与厂家联系，还能够保证修复件。

备件情况：4月份申报4件（3件一期、1件二期），供货时间10月份，目前还没到货；

9月份申报 6件（4件一期、2件二期），供货时间明年2月份；

（五）、液压系统

罩式炉原设计就只有一套液压系统，要满足39个炉台液压缸动作的需要。然而在三期炉台建成后，三期炉台的液压压力就一直偏低，给生产带来了很大的影响，不仅操作不方便，且常常造成紧急吹扫，存在安全隐患。同时，该系统的液压泵易损坏，常只有一台泵在保持生产，也存在着瘫痪的危险。

因此，我们经过分析，对系统进行了改造；①增加了应急措施，即在原系统上增加了部分连接管道，用于与翻钢机液压系统的连接。在炉台液压系统瘫痪时，可用翻钢机液压系统保证能继续生产。②在三期炉台还增加了一套蓄能报压系统和一套液压系统，分别用于给三期炉台液压系统报压和供压。目前，蓄能报压系统已在7月份安装完，液压系统在9月份安装调试完。投入使用正常。

三、目前还存在的问题

1、加热罩加热升温缓慢：导致此问题的原因主要有烧嘴燃烧状况差，煤气电磁阀打不开或关不严，热风管损坏，烧嘴损坏等。近期对加热罩烧嘴的故障统计来看，烧嘴损坏有30件，煤气电磁阀故障的烧嘴有73个，热风管损坏的烧嘴有23个，（烧嘴总数有253个煤气烧嘴，23个氢气烧嘴）而备件就只有2件氢气烧嘴，煤气烧嘴已没有。详见附表。

2、炉台液压缸故障：由于备件修复的质量得不到保证，且新备件又没到货，备件缺口无法弥补，只能勉强维持生产。近期统计炉台液压缸情况，旋转不到位的液压缸有49个，转不动的液压缸有18个，缺液压缸1件。（在线量312件）详见附表。

3、炉台紧急吹扫：因其产生的原因较多，在处理上应逐项进行。就近3个月炉台紧急吹扫的次数的统计来看，7月13次，8月27次，9月23次。详见附表。

4、炉台冷却水报警：该故障次数也是居高不下，从统计来看，7月21次，8月39次（按每天统计），9月58次（按每班统计）。9月12#炉台还出现一次险肇事故，原因为内罩结垢太多和水质不佳。详见附表。

四、需厂部解决的困难

1、备件：罩式炉的备件问题主要是在线量较大的备件上，如煤气电磁阀、烧嘴、液压缸、热风管、烧嘴控制器等，在执行数量和交货周期上与计划情况入较大，需机动科考虑实际情况尽快解决，并保证备件的供货周期。申报备件已过交货期而未到货的备件见附表。

2、检修：罩式炉设备至投产以来就一直存在欠修，虽然在厂领导和机动科的大力支持下，也对加热罩进行了几次大修，但设备的正常修理因无检修时间和检修人员不能固定满足，因而设备劣化也较快。所以，在罩式炉有检修工作时，希望能保证检修人员的到位，及时完成项目缺陷。

五、下步工作措施

1、对加热罩烧嘴空气煤气进行检测，对其进行空煤比调节，使烧嘴燃烧状况得到改善。并在备件到货后，对损坏的烧嘴、煤气电磁阀进行清洗更换。在日常工作中，加强维护的电磁阀清洗，处理。

2、对加热罩密封环还有问题的6#、9#、11#、17#加热罩进行检修处理。

3、对炉台液压缸进行仔细跟踪统计后，对液压缸进行调整、更换、紧固。加强与生产方的联系，在炉台点火之前对液压缸进行检查处理，防止退火过程中出现松动问题。

4、对炉台冷却水报警的问题，首先加强维护的清洗和检查确认工作，再安排外委对炉台内罩水系统的清洗，彻底解决系统内堵塞问题。

5、对煤气电磁阀和液压缸进行打号跟踪管理，主要跟踪其使用状况，便于备件的申报和修复。

6、对紧急吹扫的炉台进行统计分析，找出原因，然后安排人员逐一进行仔细检查和处理，逐步改善炉台紧急吹扫的状况。

第二篇：燃气式热处理炉

燃气式热处理炉、天然气炉、燃气炉

品牌 恒炉 型号 多种 别名 燃料炉 适用范围 金属件淬火、正火、退火等热处理 炉膛最高温度 1300（℃）工作温度 按工艺（℃）装载量 参照用户（kg）

本系列炉是国家标准节能型周期式作业炉，节能结构。台车采用防撞击密封，炉门采用自动弹簧式压紧机构，自动密封台车和炉门，一体化连轨，不需基础安装，放在水平地面即可使用。主要用于高铬、高锰钢铸件、球墨铸铁、轧辊、钢球、45钢、不锈钢以及各种机械零件等淬火、正火、退火等热处理。

简介：

1、设备以各式燃烧气体为介质，通过各式烧咀燃烧加热，最高温度1300℃。

2、炉体骨架由各种大中型型钢现场组合焊接而成，外壳封板为钢板，高铝全纤维耐火纤维棉模块为炉衬，密封、节能效果好。

3、台车骨架由各种大型工字钢、槽钢、角钢及厚钢板等组合焊接而成。

4、台车传动采用全部车轮均为驱动轮，驱动可靠，传动系统采用“三合一”电机—减速机，安装方式为轴装式，结构紧凑、装配牢固、进出灵活、操作简单、维修方便。

5、台车耐火砌体采用高铝定型砖结构，与炉体密封效果好，耐压强度高。台车面搁置垫铁供堆放工件用。台车帮板全部采用铸件，保证车体经久耐用。炉车与炉衬的密封采用耐火纤维密封块电动推杆自动压紧结构。侧密封的开、闭与炉车进出连锁。

6、炉门采用高铝全纤维耐火甩丝毯与型钢组合框架结构，电动葫芦升降，炉门密封机构采用长短杠杆弹簧式自动压紧凸轮机构和软边密封装置。保证上下无摩擦、轻松自如、安全可靠。

7、烟囱安装蝶阀与执行器等，可调节降温速度，控制炉压。

8、加热器采用高速烧咀，均布两侧。连续比例调节燃烧。执行器调节风量的大小，通过比例阀来调节燃气量的大小，达到空燃比例燃烧，燃气和风量设有下限限幅，每个烧咀的燃气管上设有控制电磁阀，每个烧咀配有独立完整的燃烧控制器，具有自动点火，火焰检测，灭火报警自动断气。这样充分保证燃烧温控系统的稳定性、安全性。

9、烧咀的特点

高速烧咀可使燃料与助燃空气在燃烧室内基本实现完全燃烧，燃烧后的高温气体以100m-150m/s的速度喷出，从而达到强化对流传热，促进炉内气流循环，保温时炉温均匀度≤±10℃。

该烧咀

a、燃烧室体积小

b、燃烧气体出口速度高

c、烧咀调节比例大，1:10

d、自动点火和火焰监测

e、每个烧嘴故障报警功能

f、每台助燃风机低压保护

g、每个烧嘴大小火连锁安全控制

h、燃烧状态显示，故障报警显示

i、温度曲线设计及修改，保存及打印

j、操作提示，故障提示

k、助燃风机控制（开关）、炉门控制（开关）、空燃比例控制、过程安全联锁控制

10、预热器

采用GC型列管式插入扰流件换热器以增加空气的预热温度，炉温1000℃时将空气温度预热至300-350℃。

GC型高效插入件换热器，在相同传热系数下，空侧压力损失较一般插入件换热低，其值在1500Pa左右，因此降低了动力消耗。

烟气温度600℃时，综合传热系数45w/m2℃以上，烟气温≥900℃时，综合传热系数55 w/m2℃以上。

换热器在设计上根据温度选用耐热钢和不锈钢，布置上采用温度均匀化和热应力消除等措施。

11、控制系统

系统主要通过炉膛的温度、压力的检测，对各炉子的煤气管道的流量和烟气的流量及稀释风量进行调节和控制，并设有天然气总管快速切断装置。

炉压的的高低对加热炉的使用效果影响很大，炉压高时炉气会冲出炉体的各密封间隙形成气流冲刷，对采用纤维材料密封的炉门及炉底压紧影响较大，同时，高温气流对炉体周围环境和控制器件也会造成影响。而炉压低时冷空气从密封间隙吸入，除增加工件的氧化外还会造成燃料浪费。为此，排烟道上装炉压测点控制电动调节烟气阀，使炉压保持在微正压状态。

炉子采用分区炉温控制，每区设有一个热电偶，测量温度进入多点记录仪，集中跟踪记录炉膛内温度。

12、安全连锁系统

台车与炉门的安全连锁，当炉门未开启到一定位置时，台车将锁定进出，台车密封未打开时台车将锁定进出。

空、煤气压力、压缩空气压力达不到规定要求时，烧咀的燃烧将不能启动，若正在燃烧时则安全关闭。

13、设备的主要特点

1、节能效果好：本设备炉体的炉衬全部采用高铝耐火纤维，与耐火砖相比导热系数小，热容量小，所以耐火层的厚度小，且吸热大大降低。

本设备采用高速调温烧咀系统，喷出速度大，达到100m/s以上，能有效搅拌炉气，是炉膛温度均匀，且烧咀系统燃烧完全，使燃料得到充分利用。采用炉压零位控制和全密封技术，是最大结合面（炉车与炉体间的密封面）处于零位炉压，炉气不外泄，冷气不内渗，使燃烧产生的热能能够有效地利用。

2、自动化程度高：炉门、台车全部采用电动，有操作控制台，操作人员能方便地控制炉门、炉车运行。炉门、台车有行程控制，到限定极限位置能自动停止运行，以确保安全。

燃烧系统有全套的点火，大、小火运行、检测、熄火报警，熄火切断和再点火功能，且每套烧咀各有一个独立的控制箱，能够做到单独控制。每个控制箱接口可和仪表间温控仪连接，使整套系统全部做到自动控制。

管路参数采用自动控制。助燃空气和燃料的管路压力可设定并自动调节，使助燃空气和燃料量控制在最佳比值，保证达到较高的燃烧效率，消除黑烟。

炉压自动控制，通过压力变送器把炉膛压力信号与设定值比较，把信号传到烟囱的执行器，通过改变烟囱的开度自动控制炉膛内的压力。

炉内温度控制采用先进的智能数显温控仪，它和测温元件、自控烧咀组成闭环控制。具有高精度、高灵活性、抗干扰性和高可靠性。温控系统可对热处理生产工艺曲线进行自动计算、操作、显示、储存，实现全过程控制。

在仪表柜上设有温度、炉压、各烧咀、各管路参数的操作值显示和异常情况报警及紧急保护措施，确保操作安全。

第三篇：竖炉设备简述

上料及地下料仓、一号皮带

1、上料系统：抓斗天车上料（10吨天车、2m³抓斗），大跑减速机型号：ZHQ350-20.35 数量：2台，数量：2台；钢丝绳用量：主卷：30米/根*2根=60米，副卷：50米/根*2根=100米，共用：160米，更换周期：根据使用情况更换即出现毛刺。

2、地下料仓：

铁粉仓：3个（开2备1），下料方式：1.6米圆盘给料机，配套减速机：ZL50-31.5，电机：Y160M-6 7.5KW960r/min 产地：天津大明

皂土仓：2个（开1备1），下料方式：电磁振动给料机，电振型号：CZY-2型，下料粒度：60mm 功率：60W振幅：1.5mm 水平产量：10吨3、1#皮带：棉线输送带长度：161米规格：650带宽*5*（4.5+1.5）

被动滚筒：∮400*750底辊：∮89*750托辊架：采用槽型托辊架 主要使用托辊型号为：∮89*240

主传动滚筒：∮630*750挂胶（菱形胶）配套减速机：ZQ650-40.17-5 产地：青岛传动机械

烘干及2号皮带、三号皮带

1、烘干机：∮2.2*12.4米托圈：2个，拖轮：4个，大齿圈：1个，小齿轮：1个

配套减速机：ZQ850-25-2 电机：HM2-315s-6 75kw 产地：山东华力电机

配套助燃风机：9-19-6.3A ,产地：唐人风机，电机：Y200L-30KW 产地：山东力得2、2#皮带：棉线输送带长度：66米，型号：650带宽*5*（4.5+1.5）油冷式电动滚筒 TDY75-850-500-1.25长度:850mm，直径：500mm，带速：1.25不包胶3、3#皮带：棉线输送带长度：156米，型号：650带宽*5*（4.5+1.5）传动辊筒：∮400*750

主传动滚筒：∮630*750

一米圆盘、造球、4号皮带、生筛、5号皮带1、1米圆盘：圆盘给料机：5个，配套减速机：ZL425-1 速比：35.5中心距：425，电机分两种：Y112M-6 2.2KW 数量：1台，Y100L2-43KW 数量：4台2、4.2米造球盘：共计：5个配套减速机：ZQ850-16-1配套电机：Y315S-8 55KW内镶耐酸砖2种3、4#皮带：棉线输送带长度：140米，型号：650带宽*5*（4.5+1.5）被动滚筒：∮400*750

主传动滚筒：∮630*700 带胶主传动滚筒减速机ZQ654-1-50配套电机Y2-160M-411KW4、生筛：配套减速机：BWD0-11-0.75 电机：Y80M2-4 0.75KW 产地：国茂减速机数量：40台

瓷辊：上层：5根，下层：15根 规格：∮102*1420 合计：20根5、5#皮带：棉线输送带长度：156米，型号：650带宽*5*（4.5+1.5）主传动减速机： ZQ650-40.17-5 产地：青岛传动主传动滚筒：∮630*750

竖炉

1、布料（4层）：减速机：ZQ250-12.64-1 产地：青岛传动 电机：YZR132M2-6 3.7KW 产地：天津市起重电机厂电阻器：ZX2.2/5.8 300V 5.8欧姆 3.5KW产地：上海永奔电器有限公司

电动滚筒：TDY75∮320*650 带速：1.25产地：国茂

皮带规格：17.5米环形耐热输送带2、3层2个燃烧室——竖炉本体 导风墙砖：8平方/10平方材质：半锆质小水梁长度： 大水梁长度 材质：高压锅炉管，20锅。

3、2层齿辊卸料器：3静4动，油缸：

油站：型号：SL-12/66-LY1产地：榆次力同电机：Y2-160L-4 15KW F IP54 数量：2台

4、电振：GZ7型（佩戴料斗）料斗：长：1.8米，高：260mm, 宽：1.15米材质：不锈钢201，板厚：7.5mm 每个竖炉2台

软水

1、水泵房：①IS150-125-250IS 单级单吸清水泵——唐山市水泵厂m³/小时 轴功率：13.5KW 电机功率：18.5KW 扬程：20米，电机型号：Y180M-4 18.5KW 1470r/min B IP44产地：天津大明造球用水

②IS单级单吸清水离心泵 IS125-100-2502900r/min 扬程：80米流量：200m³/小时电机：75KW配套电机：Y280S-275KW IP44 B级 衡水电机数量：2台大水梁用水

③卧式单级离心泵KWQ150-400-45/4 流量:200m³/小时扬程：50米 配套电机：Y2-225M-445KW 数量：2台备用

2、软水站：DL6-25型立式多级离心泵 DL6-25*5 扬程：125流量：6.3m³/小时7.5KW 产地：唐山市水泵厂配套电机：Y132S2-2 7.5KW B级 2900r/min

软水器：树脂罐数量：3个（开2备1）

盐罐数量：3个（使2备1）

全自动软水器型号：DKN4B 额定流量：4-5m³/小时 工作压力：0.2-0.5mpa 产地：秦皇岛龙泉水处理

除尘

1、除尘器：型号80平方米三电场除尘器含尘气体量：180000-230000m³/h2、除尘风机：Y4-73 20D风量211470-320610m³/m全压：5749-3870Pa风机转速：n=960rpm（现叶轮加大到20.5D）配套电机：YKK5006-500KW-10KVTP54 F级 产地：佳木斯电机

3、电动插板阀：产地：江苏省旭日液压设备有限公司口径：400*400 执行机构：电液动 配套电机：Y90L-4 1.5KW 电机产地：南京控特

4、星型卸灰阀 400*400Y100L1-4 2.2KW 沧州冀东电机有限公司

5、刮板机型号：PC350配套加湿机联轴器型号：LJS-40配套加湿机齿轮型号：LJS-40

配套摆线减速机：XWD-8-1 传动比：43 润滑油：46# 配套电机：Y160M-4 11KW 380V IP44 B级 产地：常州市南方机电有限公司

6、LJS-40型粉尘搅拌加湿机 卸灰量：20m³/小时 配套电机Y160M-4 11KW B IP44 上海奥明电机有限公司

鼓风加压

1、高低压稀油润滑站型号：XGD-A2.5/25 总流量：25L/min 高压油流量：2.5L/min 低压油工作压力：0.4Mpa 高压油工作压力：25Mpa供油温度：40±2℃ 油箱容积：0.73m³ 精过滤精度;0.08mm总功率：16.4KW 换热面积：3㎡ 加热功率：12KW 2002.12出厂产地：四川川润集团有限公司自贡西南润滑设备厂

配套电机：Y90L-4-B51.5KW IP443.7A 数量：2台

液管式冷却器：GLCO2-3 工作压力：0.63PA 冷却面积：3m³ 工作温度：≦10℃2、800风机Y450-2 560KW1万伏 50HZ IP23 2979r/min 产地：上海联合电机

环冷

1、环冷：减速机BW12-11-2.2KW 国茂减速机集团 中心高：140 配套电机：Y100L1-42.2KWIP44 B级常州市国茂电机有限公司

变频调速三相异步电机YVF2-180L-6 IP54 F级

减速机：PVD9080R4-LR315318.63产地：日本柱友

2、环冷风机电机型号：Y355M3-8160KW 740r/min 50HZ IP54380V 312A F 产地：重庆通用工业集团有限责任公司长沙电机厂有限公司3台

配套风机：G4-73NO18D通风机流量：129200m³/小时功率：160KW 全压：2595pa 730r/min3台

角行程电动执行机构：MA+RS 100/F45HT输出转矩：1000Nm 电压：380V 输入信号：4-20MA电流：0.42A功率：120W行程时间：45S 工作制50%，输出信号：4-20MA 产地：天津市宝恒控制阀门有限公司

3、皮带机:

①Z1-1 尼龙输送带宽度:800mm输送带长度：235米，减速机ZSY315-50配套电机Y225S-437KW②Z1-2 普通橡胶输送带宽度:800mm输送带长度：41.5米，电机Y132M-47.5KW

③C1 普通橡胶输送带宽度:800mm输送带长度：165米，圆柱齿轮减速机 ZQ650-48.57-V 速比：48.57 中心距：650 产地：江苏泰隆减速机 配套电机：Y160L-4 15KW 1460r/min 50HZ IP44 B产地：衡水电机卸料车型号：DTJ3F6-Ⅲ卸料车电动机型号：Y112M-6功率:2.2KW,制动器型号：TJ2-200电磁铁型号;MZD1-2004、成品仓卸料：共计料口：9个

手动棒条阀400*4009个

电动执行机构RD8000/F105 三相底座式（佩带扇形阀）9套

第四篇：小三峡水电站 机组设备试运行操作规程

蓄水及首台机组启动验收

四川米易县小三峡水电站

机组设备试运行

操作规程

水电五局小三峡机电安装项目部

二OO六年十二月

审定：赵书春

审查：李 俊

校核：范长江

编写：王甲荣 尹志强 牟学芬 何祖红

水电五局小三峡机电安装项目部

二OO六年十二月

目录

一 机组充水试验操作.........................................................4 二 机组空载试运行操作...................................................16 三 发电机短路升流试验操作...........................................24 四 发电机升压试验操作...................................................26 五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作......28 六 机组并网及负荷试验操作...........................................32

小三峡电站机组试运行操作规程

一 机组充水试验操作 1充水前的检查

目的：确认机组是否具备充水条件。1.1 流道的检查

1.1.1 坝前进水口1#机组拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。

1.1.2 进水口1#机组用工作闸门、启闭装置已安装完工，门槽已清理干净并验收合格。工作闸门在无水情况下调试合格，启闭时间符合设计要求并处于关闭状态。

1.1.3 1#机组进水流道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已安装完工，清理干净并检验合格。灌浆孔已封堵，测压头已装好，测压管阀门、测量表计、压力开关均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。所有过水流道进入孔的盖板均已严密封闭，封水盖板已安装完工，且所有螺栓均已紧固。

1.1.4 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、临时支座、转轮检测平台均已拆除。

1.1.5 蜗壳排水阀及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。全厂渗漏检修排水系统已安装完工，调试完毕，其手动、自动均能可靠运行。

1.1.6 尾水闸门槽极其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，启闭情况良好，尾水闸门处于关闭状态。1.1.7 上、下游水位测量装置已安装完工，调试合格。1.1.8 非本期试运行的2#、3#机工作闸门及尾水闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。1.2 水轮机部分检查

1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工，检验合格，记录完整，转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，已无遗留物。1.2.2 导水机构已安装完工、检验合格，并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求，轮叶全关。

1.2.3 真空破坏阀已安装完工，经严密性试验及设计压力下的动作试验合格。

1.2.4 主轴工作密封与空气围带已安装完工、检验合格，密封自流排水管道畅通。密封水压力开关和空气围带压力开关已调整至设计值。

充水前投入检修密封：关1301、1302、1305阀，开1307、1309阀，空气围带充气。

1.2.5 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动、自动工作均正常，投入运行，并切至“自动”，1228、1232阀全开。1.2.6 受油器已安装完毕，符合规范规定要求。

1.2.7 水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试合格，各整定值符合设计要求。1.2.8 水轮机各测压表计、示流器、均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值。振动和摆度传感器均已安装完工调试合格。

1.3 调速系统的检查

1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀、自动化元件均已整定符合设计要求，管道检查和压力试验完毕。1.3.2 压力油罐安全阀按规范要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。回油箱油位继电器动作正常，高压补气装置手、自动操作动作均正确。漏油装置调试合格，手动、自动工作均正常。

1.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充油检查，额定压力下无渗漏现象。

1.3.4 调速器机电柜已安装完工并调试合格，各电磁阀、电气/液压转换装置工作正常。

1.3.5 手动操作进行调速系统的联动调试，检查调速器、接力器、及导水机构操作的灵活性、可靠性和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性，并录制导叶和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。1.3.6 手动操作检查浆叶动作的平稳性，浆叶开度和调速器柜的浆叶开度指示器的一致性，调整好导叶和桨叶的协联关系。1.3.7 事故配压阀、两段关闭和机械过速保护装置均已安装完毕调试合格，动作试验正确，特性参数已按制造商的设计数据整定完毕。紧急关闭时导叶全开到全关所需的时间符合设计要求。1.3.8 锁定装置调试合格，信号指示正确并处于投入位置。1.3.9 调速器静态调试已完成，手动模拟开、停机试验合格，由计算机监控系统进行自动操作模拟开、停机试验和电气、机械事故停机试验，各部位动作准确可靠，关机时间调整完毕，符合设计要求。

1.3.10 机组测速装置已安装完毕并调试合格，动作接点已按要求整定完毕。1.4 发电机的检查

1.4.1 发电机整体已全部安装完工，试验检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。1.4.2 推力轴承及轴承油位、温度传感器、冷却水压已调试，整定值符合设计要求。

1.4.3 推力轴承高压油顶起装置已安装完毕，检验合格，阀门及管路均无渗油现象。

1.4.4 机组用空气冷却器已安装完工检验合格，水路风路畅通，阀门、管路无渗漏，冷却水压力已调整至设计值。风罩内其它所有阀门、管路、接头、变送器、电磁阀等均已检查合格，处于正常工作状态。

1.4.5 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，制动系统压力符合设计要求。充水前制动系统置“手动”复归位置：关1319、1327、1321、1329、1304阀，开1315、1317、1333、1331阀。

1.4.6 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，测温系统均已安装完工，调试合格，整定值符合设计要求。1.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳架已安装完毕，检验合格。1.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线端子板均已检查正确无误，牢固可靠。

1.4.9 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。1.5 励磁系统检验

1.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。

1.5.2 励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好，功率柜风冷却系统安装完工，检验合格。阳极开关断开。1.5.3 灭磁开关接触良好，试验合格，动作灵活可靠。灭磁开关断开。

1.5.4 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。1.5.5 励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验合格。

1.6 油、风、水系统的检查

1.6.1 全厂透平、绝缘油系统已能满足1#机单元及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格，且与2#、3#机可靠隔离。1.6.2 机组推力轴承及各导轴承润油有温度、压力、油位检测装置已安装调试合格，整定值符合设计要求。

1.6.3 油压装置回油箱、漏油箱及所有管路、阀门、接头、单向阀、油压装置油泵、漏油泵及所属自动化元件、各液位信号器及压力变送器等已安装完工，试验合格且已投入运行。油压装置油泵、漏油泵已投入运行，并置“自动”。

1.6.4 全厂技术供水系统包括蜗壳取水口、滤水器、供水泵、供水环管等已安装完工，调试合格，记录完整。供水泵手、自动状态均可正常工作，各管路、阀门、滤水器、接头等已试压合格、清洗干净，无渗漏现象。并做好与2#、3#机的隔离保护措施。1.6.5 厂内渗漏检修排水系统已安装完毕，并经全面检查合格。排水泵、排水阀手动、自动工作正常，已投入运行，并置“自动”。水位传感器已调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

1.6.6 全厂两台高压空压机、两台低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各测压表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统已经投运，处于正常状态。

1.6.7 1#机组单元所用的高、低压空气管路已分别通入压缩空气进行漏气检查合格，能随时可供1#机组使用，并且与2#、3#机可靠隔离。1.6.8 各管路、附属设备已按规定刷漆，阀门已挂牌编号。1.6.9 1#机组段和副厂房、主变等部位的消防供水系统安装调试完毕，并与其他部位有效隔离。1.7 电气一次设备的检查

1.7.1 发电机主引出线、中性点引出线处的电流互感器已安装完工试验合格。

1.7.2 发电机断路器、隔离开关、高压开关柜、避雷器已全部安装完工，试验合格，具备带电试验条件。发电机断路器DL1、隔离开关G11、G911、G912处于断开位置。

1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验试验合格，具备带电条件。

1.7.4 1#主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统以及保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。

1.7.5 110KV系统已安装完工，所有试验合格，具备投运条件。110KV出线已安装完工，已具备投运条件。

1.7.6 厂房、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。

1.7.7 厂用电10KV系统包括1#、3#厂变等电气设备已安装完工，调试合格。备用电源已经形成且为3#厂用变送电，作为机组试验时期的电源。机组试验完毕投入运行后，由1#厂变为全厂提供电源，3#厂变的外来电源作为备用电源。1.7.8 厂用400V系统电气设备已安装完毕，调试合格。1#机组调试及试运行期间400V系统Ⅰ段、Ⅱ段母线并列运行，由1#、3#厂变互为备用提供电源。

1.7.9 做好与未投运2#厂变的安全隔离措施，将2#厂变低压侧断路器402ZKK断开并悬挂“禁止合闸”标识牌。1.7.10 备自投装置已检验合格，工作正常。

1.7.11 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检验合格。1.8 电气二次系统及回路的检查

1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，通电调试工作完成，机组现地LCU监控系统和回路、机组辅助控制系统及回路均已安装完工，并调试合格。所有电缆接线正确、可靠。1.8.2 1#机组LCU、公用LCU、进水口工作闸门控制系统已安装完毕，与被控设备联调完成，各控制流程满足设计要求。全厂集中监控设备、UPS等已安装完工，检验合格。

1.8.3 计算机监控上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。现地1#机组LCU、公用LCU监控系统与上位机已能正常实现通讯。1.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。

1.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。

1.8.6 LCU与各被控设备、厂用电及油压装置、高低压气系统、渗漏检修排水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。

1.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。

1.8.8 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置设备已安装完工检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装置已按定值单进行整定，具备投运条件。

1.8.9 下列电气操作回路已检查并模拟试验，其动作正确、可靠、准确：

1）进水口工作闸门自动操作回路。

2）机组自动操作与水力机械保护回路。3）机组调速器系统操作回路； 4）发电机励磁系统操作回路； 5）发电机断路器操作回路； 6）直流系统及信号回路； 7）全厂公用设备操作回路；

8）1#机组、主变及110KV线路的同期操作回路； 9）厂用400V系统备用电源自动投入回路；

10）110KV断路器、隔离开关和接地开关的操作回路和安全闭锁回路；

11）火灾报警信号及操作回路。1.8.10 以下电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，继电保护回路已进行模拟试验，动作正确、灵敏、可靠。

1）1#发电机继电保护与故障录波回路。2）主变压器继电保护与故障录波回路。3）110KV线路继电保护与故障录波回路。

4）10KV系统继电保护回路，400V系统继电保护回路。5）仪表测量回路。

1.8.11 厂内通讯、系统通讯及对外通讯等设施已安装调试完毕，检验合格，回路畅通，准确可靠能够满足电网调度、厂内生产调度的需要。

1.9 消防系统的检查

1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门的验收。1.9.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、感温感烟探测器已安装完毕，检验合格。

1.9.3 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。

2机组充水试验

目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。2.1 充水条件

2.1.1 确认坝前水位已蓄水至最低发电水位。2.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。

2.1.3 指定专人确认蜗壳进入门、尾水进入门已关闭牢靠，蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀处于关闭状态。2.1.4 确认尾水已充水。

2.1.5 指定专人确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。

2.1.6 指定专人确认空气围带、处于投入状态。

2.1.7 确认厂内渗漏排水现处于自动控制位置：0205、0201、0207、0213、0209、0215阀全关，0208、0204阀全开。2.1.8 确认厂内检修排水现处于自动控制位置：0225、0229、0231、0217、0221、0223阀全关，0216、0212阀全开。2.2 尾水流道充水试验

2.2.1 打开有关排气阀，限度开启尾水检修门（开度100㎜）向尾水流道充水，在充水过程随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表记读数。

2.2.2 如在充水过程中一旦发现渗水异常现象，应立即停止充水并及时进行处理。

2.2.3 待充水与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。2.3 进水流道充水试验

2.3.1 限度开启工作闸门（开度100㎜）向进水流道及蜗壳充水，监视蜗壳压力上升情况。在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、蜗壳进人门等处的漏水情况，发现异常应立即停止充水，并及时进行处理。

2.3.2 在充水过程中需指派专人观察各测压仪表及仪表接头有无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。2.3.3 充水过程中，检查流道排气是否畅通。

2.3.4 充水过程中，观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。

2.3.5 进水口工作门充水平压后记录充水时间，并将工作门提至全开位置。

2.4 充水后的检查和试验

2.4.1 进行工作闸门静水启闭试验，调整闸门启闭时间符合设计要求。进行远方闸门启闭操作试验，闸门启闭应可靠，位置指示准确。

2.4.2 观察厂内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。

2.4.3 打开技术供水阀门启动技术供水设备向机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头工作情况，有无渗漏。

二 机组空载试运行操作 起动前的检查及操作

1.1 主机周围场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，无关人员退出1#机工作现场，通讯系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。振动、摆度测量装置调试完毕，检验合格，已投入运行。

1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。

1.3 起动机组冷却水泵，调节各冷却用水流量和水压至设计值。1.4 厂房渗漏排水系统、高低压气系统已投入自动运行。1.5 记录上下游水位、各部位原始温度、水压等已记录。1.6 油压装置处于自动运行状态。1.7 漏油装置处于自动运行状态。

1.8 机组启动前用高压油泵顶起转子一次：检查并操作：1333、1319、1327、1312、1321、1329、1304、1130阀全关，1314、1131全开，检查顶转子情况。油压解除后检查发电机制动器，确认已全部复归。

1.9 水轮机主轴密封水投入：关1251、1247、1259、1255、1261阀，开1263、1253阀，并控制1253阀开度，调整主轴密封水水压至规定值。

检修密封排气：关1301、1305、1307阀，开1302阀。检查围带排气情况。1.10 调速器处于以下状态：

1）油压装置主供油阀1111阀门开启，调速器油压指示正常。2）调速器滤油器位于工作位置。3）调速器处于手动工作位置。4）调速器控制导叶、轮叶于全关位置。1.11 与机组有关的设备：

1）断开发电机出口断路器DL1，断开G11、G911、G912隔离开关。

2）拔出发电机转子集电环碳刷，断开励磁阳极开关，断开灭磁开关。

3）投入水力机械保护和测温装置。4）拆除所有试验用的短接线和接地线。

5）从发电机出口母线A、B、C三相引线，接标准频率表监视发电机转速。

6）机组现LCU已处于工作状态，并具有安全监测、记录、打印报警机组各部位主要运行参数的功能。2 机组首次手动启动试验

2.1 机组轴承油位正常，符合设计要求。2.2 拔除锁定。

2.3 制动闸处于复归位置。

2.4 水轮发电机组的第一次启动采用手动开机。将调速器切换到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时再将导叶关回闭，记录导叶启动开度，在转速上升和下降过程中由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。

2.5 确定各部位无异常后，再次采用手动开机，机组转速升至额定转速的50%时暂停升速，观察各部运行情况。检查无异后继续增大导叶开度，使转速升至额定值。转速稳定后，测量机组转动部分的摆度和固定部分的振动。记录当时水头下机组空载的开度。

2.6 在机组升速过程中，检查电气转速信号装置相应接点的正确性。

2.7 根据机组空转的振动情况，确定发电机转子是否需做动平衡试验。

2.8 在机组升速过程中应指派专人监视并记录推力瓦的各导轴瓦的温度，不应有剧烈突变现象。机组达到额定转速后，在1小时内，每隔10min测量一次各部轴承的温度，1小时后，每隔30分钟记录一次。观察并记录各轴承的油位、油温的变化，应符合设计要求，待温度稳定后，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

2.9 机组启动过程中，密切监视各部位的运转情况，如发现金属碰撞或摩擦、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，则立即停机检查。

2.10 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。

2.11 记录全部水力测量系统计表读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值。

2.12 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。3 机组空载运行下调速系统的调整试验

3.1 检查调速器测频信号，其波形正确，幅值符合要求。3.2 检查调速器机械部分的工作应正常。3.3 频率给定的调整范围应符合要求。

3.4 手、自动切换试验，接力器应无明显摆动，机组转速摆动值应不大于规程规范要求。

3.5 进行调速器的空载试验及扰动试验，1）找出空载运行调节参数，在该组参数下机组转速相对摆动值不超过+0.25%。

2）扰动量为±8%额定转速，转速最大超调量小于扰动量的30%、3）超调次数不超过2次、调节时间均符合规程规定。3.6 记录油压装置油泵的运转时间及工作周期。

3.7 调速器自动运行时记录接力器活塞摆动值及摆动周期。4 手动停机及停机后的检查

4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

4.2 手动关闭导叶开度，当机组转速降至30%ne时，手动投入机械制动至机组停止转动，解除制动装置使机组制动器复归，此时注意监视机组不应有蠕动。同时记录机组投入制动到到转速小于5%ne需要的时间。

4.3 停机过程中同时检测转速信号装置95%ne、30%ne、5%ne各接点的动作情况应正确。

4.4 停机后投入导叶接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封水，根据具体情况确定是否关闭工作闸门。4.5 停机后的检查和调整：

（1）检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。（2）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。

（3）检查发电机上下挡风板、风叶是否有松动或断裂。（4）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。（5）在相应水头下，整定调速器空载开度。（6）调整油槽油位继电器的位置接点。5 机组过速试验及检查

5.1 将测速装置115%ne和140%ne的接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视并检验其动作情况。将机械换向阀等机械过速保护装置切除。

5.2 投入导叶与浆叶的自动协联装置。

5.3 以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%ne，观察测速装置的动作情况。

5.4 如果机组运行无异常，继续将机组转速升至设计规定的过速保护整定。同时监视电气与机械过速保护装置的动作情况。5.5 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆渡和振动值，记录各部位轴承的温升情况，并注意是否有异常响声。5.6 过速试验停机后进行如下检查：

（1）全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极健、阻尼环磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。（2）检查发电机定子基础及上机架千斤顶状态。（3）检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。（4）检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。

（5）检查发电机上下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。（6）检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。6 机组无励磁自动开停机试验 6.1 自动开停机前检查与操作

（1）调速器切至“自动”，油压装置和漏压泵切至“自动”；（2）制动闸系统切自动运行：关1319、1321、1312、1314、1131、1130阀，开1333、1327、1329阀。

（3）空气围带投自动：关1302、1307阀，1301、1305阀。（4）主轴密封水投自动：关1253阀，开1251、1247阀。（5）确认所有水力机械保护回路已投入，且自动开机条件已具备。

（6）首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是相符的。

6.2 检查具备自动开机的条件后，按试验确定的空载运行参数，分别在现地LCU及中控室上位机部位操作自动开机。机组由“静止”—“空转”，检查计算机监控程序各部位的执行情况，直到机组升至额定转速。

6.3 自动开机，做好以下各项试验记录：

（1）检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的自动投入情况。

（2）检查调速器的动作情况。

（3）记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。（4）记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。（5）检查测速装置的工作是否正常。6.4 机组自动停机试验

检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，分别现地LCU及远方上位机方式操作自动停机，机组由“空转”—“停止”

6.5自动停机做好以下各项的检查记录：

（1）检查自动停机顺序是否正确，各自动化元件的动作是否正确可靠。

（2）记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动所需的时间。（3）检查制动器自动投入与复位是否正确，记录制动后机组停机的时间。

（4）检查测速装置，调速器及自动化元件的动作是否正确。7 事故停机与紧急事故停机试验 7.1 自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性，检查事故配压的动作情况应正确。

7.2 手动操作紧急停机按钮，作用与紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性，检查紧急事故电磁阀的动作情况正确。

三 发电机短路升流试验操作 发电机升流试验前做好以下准备：

（1）在发电机出口断路器内侧设置可靠的三相短路接线。（2）用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。（3）投入水机保护。

（4）切除发电机事故引出联动水机保护的（软、硬）压板。（5）从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器一机频信号以维持机组的稳定。

（6）励磁调节器切换至“手动”（电流反馈控制）。

（7）测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足GB8564-2003标准的要求则进行短路干燥。手动开机至额定转速，检查各部位运行正常。手动合灭磁开关，手动启动，并操作励磁装置，使定子电流升至25%额定值。检查发电机各电流回路的正确性和对称性。检查发电机差动保护回路的极性和相位，检查发电机后备保护电流回路的极性和相位，各表计的电流回路是否正确。4 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。6 每隔10%额定定子电流，记录定子电流与转子电流，做出发电机上升段和下降段的短路特性曲线。7 发电机短路干燥

7.1 机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时升温不超过5～8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收比。

7.2 停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机，并拆除短路线。

四 发电机升压试验操作 投入发电机保护装置，水机械保护及自动控制装置；投入发电机振动、摆度测量装置；断开1#发电机出口断路器DL1，断开G11隔离开关，合G911、G912隔离开关。解除10KV励磁临时用电源电缆（包括厂变侧），恢复励磁变高压侧接线。解出“从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器”的导线。机组励磁采用自并励手动递升加压。自动开机至额定转速，机组各部运行正常后，手动启励，并升至25%额定电压值，进行以下项目的检查：

1)发电机及引出母线、发电机断路器、各分支回路带电是否正常；

2)振动、摆度是否正常；

3)电压回路二次测相序、相位和电压值是否正确。3 以上检查无问题后，继续升压至50%额定电压，检查无问题后跳开灭磁开关，检查灭弧情况。继续升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备运行是否正常；检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确；测量机组振动与摆度值，测量轴电压。额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况。进行零起升压，每隔10%额定电压记录一次定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。7 续续升压，当发电机空载励磁电流升到额定值时，测量定子最高电压，注意此时定子电压不应超过1.3倍额定电压，并在该电压下持续5分钟。手动操作由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录一次定子电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。发电机空载下励磁装置的调整试验

9.1 额定转速下，检查励磁调节器手动单元的调节范围检查； 9.2 励磁调节器自动起励试验；

9.3 自动电压调整范围检查应符合设计要求；

9.4 在发电机额定转速下，分别检查励磁调节器投入、手/自动切换、通道切换、带励磁装置自动开停机等情况下的稳定性。发电机在95%—100%额定转速范围内，投入励磁系统，使发电机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数小于2次，调节时间小于5秒。9.5 进行励磁装置10%阶跃试验。

9.6 空载电压下进行逆变灭磁试验和跳灭磁开关灭磁力试验。9.7 测定发电机电压频率曲线。

9.8 进行低励、过励、PT断线、过电压等保护调整及模拟动作试验。

9.9 励磁装置本体的试验由制造单位完成并提供试验报告。

五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作 发电机对主变及110KV高压配电装置短路升流试验 1.1 投入发电机继电保护、水力机械保护装置，主变瓦斯保护，中性点接地开关主变冷却器系统及其控制信号回路。

1.2 在110KV出线隔离开关内侧侧设置三相短路点，升流前断开发电机及主变高压侧断路器所有的跳闸回路;1.3 用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。1.4 断开2#主变高压侧隔离开关G1021及断路器DL102，并采取防止误合的安全措施。

1.5 断开线路隔离开关G1516、接地开关G1120，断开母线PT接地隔离开关G1110、G1180，断开1#主变高压侧接地开关G10130。

1.6 合1#主变高压侧断路器DL101、隔离开关G1011、中性点接地隔离开关G1019。

1.7 合1#机出口断路器DL1、隔离开关G11，合1#机出口母线隔离开关G912、G911，合10KV母线I段隔离开关G918，断开41T 高压侧断路器DL901、隔离开关G9011。

1.8 开机后递升加流，检查各电流回路是否正确，检查主变、线路保护的电流极性和相位是否正确。

1.9 继续升流至发电机50%、75%、100%的额定电流观察主变与高压配电装置的工作情况。1.10 升流结束电流降回零后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。拆除主变高压侧及高压配电装置的各短路点的短路线。发电机对主变及110KV高压配电装置的递升加压试验 2.1 投入发电机主变继电保护、110KV线路保护等继电保护装置自动装置控制回路。2.2 发电机对主变的递升加压

（1）断开1#主变高压侧断路器DL101、隔离开关G1011，确认2#主变高压侧高压隔离开关G1021和断路器DL102处于断开位置。机组励磁采用自并励手动递升加压。

（2）手动递升加压，分别升至发电机额定电压的25%，50%，75%，100%。

（3）1#机出口与10KV母线间的定相检查。2.3 发电机对开关站投运设备的递升加压

（1）合上1#主变高压侧断路器DL101与隔离开关G1011，检查确认2#主变高压侧隔离开关G1021、线路隔离开关G1516处于断开位置。

（2）分别在25%，50%，75%，100%的额定电压下检查开关站一次设备的工作情况。

（3）检查110KV母线电压回路的正确性。

（4）检查10KV母线PT与110KV母线PT间定相正确，检查主变高压侧断路器同期回路的正确性。2.4 手动零起升压后，分别在50%、100%额定电压下检查主变和110KV系统一次投运设备的工作情况。

2.5 检查110KV母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。3 电力系统对110KV母线充电

3.1 充电前：检查并断开主变高压侧断路器DL101、DL102、隔离开关G1011、G1021，检查并断开线路接地开关G15160、母线接地开关G1120，检查并断开母线接地开关G1110、PT接地开关G1180，检查并合PT隔离开关G118。合线路隔离开关G1516，对110KV母线充电。

3.2 用系统电压检查母线PT电压、相序、相位应正确。3.3 系统电源送至110KV母线后，在110KV线路PT与110KV母线PT间定相正确。检查线路DL同期回路应正确。3.4 检查系统相序于电站高压母线相序相同。4 系统对主变冲击合闸试验

4.1 对1#主变进行冲击试验前，检查并断开1#发电机出口断路器DL1、隔离开关G11，检查并断开厂变41T高压侧断路器DL901、隔离开关G9011。检查并断开1#主变高压侧断路器DL101、接地开关G10130，合1#主变高压侧隔离开关G1011、中性点接地刀闸G1019.4.2 投入主变继电保护和冷却系统、110KV线路保护、自动装置控制回路。

4.3 合1#主变高压侧断路器DL101，对主变进行冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的工作情况。

4.4 用系统电压检查10KV母线PT电压、相序和同期回路应正确。

4.5 再次检查6KV母线PT与110KV母线PT间的相序应正确。

六 机组并网及负荷试验操作 机组并网试验

1.1 对每个同期点先做假同期并网试验。

1.2 在正式并网试验前，断开发电机出口隔离开关G11，模拟手动和自动准同期装置进行机组并网试验并由厂家调整自动准同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。1.3 正式进行机组的手动与自动准同期并网试验。1.4 进行其它同期点的手动与自动准同期并网试验。2 机组带负荷试验

2.1 并网后手动方式逐渐增加负荷，检查机组各部位运行情况，观察并记录机组在各种负荷下的振动值。记录不同负荷时导叶开度、轮叶开度、有功功率、励磁电流、机组定子电压、功率因数、轴承温度等，然后手动降至空载。最后进行自动增减负荷试验。应快速越过机组振动区。

2.2 在带负荷情况下，观察1#发电机机组、主变、110KV系统一次设备的工作情况。

2.3 进行带负荷下调速器系统试验。检查调速器系统得协联关系是否正确。

2.4 进行带负荷下励磁装置试验。

2.5 分别在调速器、励磁装置以及计算机监控上进行发电机有功、无功功率从零到额定值的调节实验，调节应平稳无跳动。3机组甩负荷试验

3.1 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，根据要求记录有关数据。

3.2 在额定功率因数下，突甩负荷时及甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。

3.3 检查调速器在甩负荷时及甩后的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。

3.4 机组甩负荷后，进行全面检查。

3.5 机组带额定负荷下调速器低油压关闭导水叶试验。3.6 事故配压阀动作关闭导叶试验。

3.7 根据设计要求和电厂具体情况进行动水关闭工作闸门试验。

3.8 倒换厂用电：断开厂用变41T低压侧空气断路器401ZKK，合隔离开关G9011，合DL901对41T充电正常，然后倒换厂用电。

第五篇：炉小修工作总结

2号炉小修工作总结

工作负责人：郗海东

工作时间：2006.2.27—2006.3.2

工作票号：20060305012

非标项目：无

标准项目：1.高压电动机试验：定子直流电阻的测量；

定子绝缘电阻试验。

2.高压电缆试验：交联电缆只进行绝缘电阻的测量。

3.真空开关绝缘电阻、交流耐压。氧化锌避

雷器直流1毫安动作电压、75％1毫安动

作电压下的动作电流。

结论：小修过程中对8台高压电机进行全项目试验，对

电机高压电缆进行试验，真空开关试验良

好，未发现问题，试验项目全部合格。

高压班

2006-3-7